水平井在不同类型油藏中的应用-培训材料

水平井在不同类型油藏中的应用

中石化胜利油田分公司地质科学研究院

2006年12月

水平井在不同类型油藏中的应用

编写人：郭迎春 牛祥玉 参加人：李 超 审核人：*** 复审人：李振泉

中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司

2006年12月

目 录

1水平井发展概况及现状 .................................... 1

1.1国内外水平井水平井发展概况 ........................ 1 1.2胜利油田水平井发展概况及现状 ...................... 1 2水平井地质油藏工程设计技术 .............................. 5

2.1 水平井设计的方法程序 .............................. 5 2.2 配套的技术系列 .................................... 6 3不同类型油藏水平井技术现状与应用 ....................... 10

3.1屋脊断块油藏 ..................................... 10 3.2厚层底水块状油藏 ................................. 12 3.3稠油油藏 ......................................... 13 3.4薄层油藏 ......................................... 15 3.5整装厚层正韵律油藏 ............................... 17 3.6地层不整合油藏 ................................... 18 3.7 裂缝性油藏 ....................................... 19 3.8低渗透油藏 ....................................... 20 3.9不同类型油藏水平井效果评价 ....................... 21 4水平井应用发展方向 ..................................... 22

4.1思想，转变观念，拓宽应用领域 ................. 22

4.2开展先导试验，加大攻关力度 ....................... 23

1水平井发展概况及现状

1.1国内外水平井水平井发展概况

水平井是通过扩大油层泄油面积提高油井产量，提高油田开发经济效益的

1可以实现少井高产，高速高一项开发技术，具有直井无法比拟的突出优势：○

2较大幅度增加泄油面积，提高单井产量；○3增加可采储量、效开发新油田；○

提高油藏最终采收率。水平井最早出现于美国，但直到八十年代才开始大规模工业化推广应用，主要分布于美国、加拿大、俄罗斯等69个国家，其中以美国和加拿大为主，至2002年底仅美、加水平井近30000口，其水平井增长速度是每年600～1000口。我国早在六十年代就在四川碳酸盐岩中尝试打成了磨3井和巴24井两口采气水平井，但限于当时的技术水平，未取得应有的效益。直到1988年，我国的水平井开发技术才又重新兴起，首先在南海完钻LH11-1-6水平井，并相继在胜利、、辽河等油田开展攻关，经过十多年的发展和完善，已具备了一定的生产规模。到2005年9月，我国共完钻水平井近1020口，其中以中石化为主，共完钻投产520口，占全国水平井总数的51%。

1.2胜利油田水平井发展概况及现状

1.2.1胜利油田水平井发展历程

胜利油田水平井发展历程经历三个阶段，在水平井的应用上实现了“三个”转移，水平井开发技术实现了“三个”突破。

第一阶段：“八五”科技攻关试验阶段

胜利油区引进水平井技术始于八十年代末九十年代初，1990年中美合作完成了胜利第一口科学试验水平井─埕科1井，对埕东凸起东北坡的地层不整合油藏（水平油田）进行勘探。该井实钻油层19层212m，其中17层为新发现含油层，试油日产309t，在直井钻探禁区发现高产油气层，最大限度地降低了勘探风险，结束了该区勘探长达3年的徘徊局面，同时也标志着我局水平井从室内研究阶段走向现场实施阶段。随后两年内又设计了4口预探井和评价井，实现了对埕东凸起东北坡的地层不整合油藏的整体解剖，同时也为水平井的地质设计、钻井、采油等提供了宝贵的经验。

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“八五”期间，在国家重点科技攻关项目“水平井开采技术”立项并实施技术攻关的大背景下，胜利油田针对稠油油藏开展了技术攻关，从油田地质和油藏工程方法入手，通过数值模拟手段选择水平井位置及布井方式，优选开采方式，预测水平井开发效果及经济评价，做出技术攻关方案。通过研究和技术攻关，胜利油田形成了一套从油藏类型筛选、精细描述剩余油分布、水平井轨迹优化设计到钻井采油比较成熟的水平井配套技术。该阶段水平井处于探索发展阶段，每年设计并完钻水平井约5～8口，该阶段每年设计并完钻水平井约5～8口，年产油6～10×104t，应用范围主要在乐安油田稠油砂砾岩油藏，并取得了明显的开发效果。

第二阶段： “九五”完善发展、推广应用阶段

“九五”期间，国家重点科技攻关项目“侧钻水平井钻井采油采配套技术研究”启动，胜利地质科学研究院组建了由构造、地质、油藏工程、数值模拟等专业人员组成的“屋脊式断块和特稠油油藏侧钻水平井地质及油藏工程研究”项目组，开展了水平井适应性评价筛选、目标区块油藏描述及油藏工程研究、水平井水平段优化设计、产能预测等各项技术攻关，形成了一套优化设计水平井、侧钻水平井地质及油藏工程、数值模拟研究方法和程序。此阶段胜利油田水平井技术实现了“两个”转移，“两个”突破。

第一个转移是水平井应用上油藏类型的转移，从单一的稠油油藏转向常规油藏中的厚层底水块状油藏、屋脊断块层状油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏和低渗透油藏等，该转移的实现大大拓展了水平井设计及应用的范围。

第二个转移是水平井的设计由单井设计转向老油田区块的整体水平井改造，并同时兼顾了老油田挖潜和新区产能建设，先后在永12块、临2块、辛151块、桩1块等14个高含水的老油田中实施了水平井整体部署挖潜，在营93、永8、辛154、王543等17个产能建设区块上进行了水平井部署，取得了显著效益。如营93块新区产能建设方案，1998年利用3口水平井代替9口直井进行部属，区块年产油当年达到8.0×104t，采油速度达到5%，实现了少井、高速高效开发。

第一个突破是剩余油认识上的突破，厚层底水断块油藏开发中后期，无论在构造高部位还是低部位，井间都有剩余油富集。

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第二个突破是完井工艺技术上的突破，由单一的固井射孔完井方式发展成筛管完井方式等适应不同油藏类型和储层的配套完井工艺，具有完善程度高、完井成本低、防止油层二次污染、提高水平井产能的优点。

该阶段水平井设计井数以每年20～30口的速度增加，到“九五”末期，年投产水平井达到51口，年产油达到了54×104t的生产能力。随着水平井涉及的油藏类型的增多和实际经验的积累，水平井设计的方法和程序以及配套技术得以不断完善，为水平井技术的进一步发展打下了坚实的基础。

第三阶段：“十五”思想，转换观念，精细挖潜阶段

“十五”期间，在对中石化集团公司重大科技攻关项目“水平井、侧钻水平井技术应用研究”的技术攻关过程中，建立了不同类型油藏水平井、侧钻水平井筛选标准和方法，形成不同油藏类型完井方式优选技术与方法和复杂水平井井眼轨迹控制技术。随着钻井技术尤其是地质导向技术的发展，已能将水平段轨迹控制在垂深变化<0.5m，左右摆动<2.5m的水平范围内，设计水平井油层厚度的筛选标准由大于6m降到目前的1m左右，为有效开采薄油层和超薄油层提供了有效手段，水平井应用油藏类型进一步拓宽，实现了第三个转移和第三个突破

第三个转移是水平井设计由厚层向薄层和厚层正韵律顶部剩余油挖潜转移。

第三个突破是采油工艺技术上的突破，由单一的封隔器封堵发展到采用多级封隔器和液控开关实现水平井分段开采，利用液压控制井下开关的开启和关闭，实现水平井任意井段的合采或选择性开采，可以有效提高开发效果。

随着油藏地质参数筛选标准条件的不断放宽，该阶段水平井也得到大规模推广应用，每年投产60口以上，已经形成年产油在百万吨以上的能力。 1.2.2胜利油田水平井技术现状

经过十多年的发展，胜利油田已经形成了水平井的系列配套技术，包括： （1）水平井地质油藏工程设计技术

① 水平井适应性筛选评价技术； ② 精细三维建模技术； ③ 剩余油分布定量研究技术；

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④ 轨迹设计优化技术；

⑤ 产能预测及生产参数优化技术。 （2）水平井钻井技术

① 水平井钻井工程优化设计技术； ② 复杂井眼轨迹控制技术； ③ 地质导向钻井工艺配套技术； ④ 套管开窗侧钻技术。 （3）水平井完井采油技术

① 不同类型油藏水平井完井方式优选技术； ② 水平井射孔工艺技术；

③ 水平井分段卡封、分段采油工艺技术 ； ④ 水平井井下增力打捞技术；

⑤ 小井眼卡堵改层及封堵封窜配套工艺技术。

并开发了地质及钻井轨迹设计软件，建立了跟踪分析系统，基本实现了水平井地质设计、钻井轨迹设计、完井采油、跟踪分析的计算机化，为水平井的发展提供了良好的技术支撑，具备了在不同类型油藏中设计不同水平井的能力。 1.2.3胜利油田水平井应用现状

截止到2006年9月，胜利油田已在39个油田、172个开发单元累计投产水平井、侧钻水平井556口（水井1口），累产油784×104t；自2003年起水平井年产油突破百万吨大关，2005年达到了121.8×104t的生产能力，占整个胜利油田总产量的4%，水平井技术已成为胜利油田持续有效发展的重要支撑技术之一。

胜利油田水平井的应用范围不断拓展，技术不断进步，在油田“增储上产”中的作用越来越明显，水平井开发技术已居于国内领先水平，整体上达到了国际先进水平：

（1）水平井应用无禁区，覆盖范围广

胜利油田水平井应用油藏类型众多，截至目前，水平井已经覆盖了胜利油区所有油藏类型和地层层系。根据油藏地质、剩余油分布特点和油藏条件，目前细分为9种油藏类型，包括底水、屋脊断块、稠油、裂缝、低渗透、整装、

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地层不整合、薄层、厚层正韵律等油藏类型。

（2）水平井设计及钻井技术不断提高

先后攻关形成了悬链型、修正悬链型、恒变增曲率曲线、抛物线型轨道等多种适合不同类型油藏特点的特殊轨道曲线设计计算方法，能够满足复杂油藏水平井、大位移及三维绕障等特殊轨道设计的要求，提高了钻井工程设计的合理性和可操作性。除常规水平井外，还成功完钻了分支水平井、鱼骨状分支水平井、大位移水平井、阶梯式水平井、薄层水平井、丛式水平井组、平面弧形水平井、纵向弓形水平井、三维绕障水平井等多种水平井类型。

2水平井地质油藏工程设计技术

2.1 水平井设计的方法程序

通过十多年的发展，以水平井、侧钻水平井区块筛选、精细油藏描述（地质模型建立）、剩余油分布研究、水平段轨迹参数优化及产能预测等5项配套技术为重点，以方便实用的水平井、侧钻水平井地质设计软件为手段，形成完善了水平井、侧钻水平井地质及油藏工程设计配套方法和程序（图2-1-1）。

不同油藏类型不同开发阶段筛选参数研究区块筛选初步经济评估

适合水平井的目标区块精细油藏描述井网组合井距优化剩余油分布规律研究目的层及位置井身轨迹优化油藏工程参数优化设计目标区水平井优化设计方案方案经济评估 图2-1-1 水平井、侧钻水平井地质及油藏工程设计流程图

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2.2 配套的技术系列

水平井地质设计优化技术包含下列5项主导技术： 2.2.1水平井区适应性筛选评价技术 1、水平井油藏地质参数筛选条件

水平井适合的油藏类型比较多，但是水平井对油藏本身有一定要求，水平井区必须有足够的地质储量，同时还要满足水平井的其它一些条件，因此并非上述油藏类型的每一个油田或区块都适合设计水平井，而是必须符合一定的油藏地质条件。根据国内外水平井的地质分析情况和技术条件，结合胜利油区的油藏类型特征，适宜设计水平井的油藏地质参数概括为以下几点：

（1）油（气）藏深度: 500～4000m

从水平井技术角度考虑，埋深大于500m的油藏都适合进行水平井设计，最大适应深度4000m，主要考虑井下测试工具的适应性，该参数随着水平井钻井工艺、完井、采油工艺的不断变化而改变。

（2）油（气）层厚度≥2m

根据钻井技术要求，水平段轨迹上下摆动误差为1 m ，因此要求水平井目的层厚度大于2m，这样能够保证水平段在有效储层内延伸，随着钻井技术的不断提高，这一参数也是可以改变的，从目前已完钻投产的水平井来看，已有部分井在1-2m的油层中实施成功，因此本次将该参数界限定为2m。另一方面，目的层厚度也并不是越大越好，根据数模结果，当油层厚度大于50 m后，随着厚度的增大，水平井与直井相比，产量增加的倍数逐渐变小。因此油层厚度一般小于50 m，这样更能体现出水平井的优势。

（3）参数hKhKv＜100

该参数是根据美国的经验确定，一是油层厚度不能太大，二是要求垂直渗透率不能太小。因为这两个因素对水平井产能影响很大。

（4）泄油面积不能太小，水平井应具有一定的剩余可采储量

剩余储量是水平井的物质基础，如果单井控制的剩余可采储量过小，基本上就没有经济效益。该参数随着油藏类型、岩性、井深、油价等的变化而改变。

（5）油层压力/原始压力≥0.5。

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地层压力不能太低，如果压力过低或者地层能量处于衰竭状态，油层供液能力差，发挥不出水平井的优势。

前2项参数主要受水平井钻井等工艺水平的影响，而后3项参数则是保证水平井有一定的产能和经济效益。

一般来讲，在油藏类型及地质参数和井况条件初步筛选结果的基础上，还应对油藏地质特征及生产动态情况进行初步了解，对剩余可采储量进行初步估算，并进行水平井可行性初步经济评估，才可以最终确定水平井目标区块。 2、油藏类型适应性筛选

胜利油区油藏类型众多，但并非所有的油田或区块都适宜于打水平井，必须符合一定的地质和油藏条件。根据水平井油藏工程原理，考虑我国目前水平井技术条件，结合胜利油区油藏类型特征及国外的成功经验，认为在胜利油区以下几种油藏类型中适合打水平井：边底水断块油藏（包括底水和屋脊式两种油藏）；裂缝性油气藏；稠油油藏；整装高含水油藏；地层较陡的层状油藏；薄储层油藏(油层厚度≤3m)；低渗透油藏。枯竭低压油藏由于缺乏驱替能量，不宜用水平井开发。

此外，侧钻水平井作为水平井的一种特殊类型，对老井井况条件还有一定的要求：报废井或低于经济极限产量的高含水井一般多位于已开发多年的老油田，这些老井经过多年浸泡，井身质量逐渐变差，而侧钻水平井对老井的井身结构要求较高，因此给侧钻水平井的设计带来较大的困难。从工程要求角度考虑，要求老井套管质量良好，固井质量良好，同时为了减少水层的干扰，侧钻开窗以上或以下部位为泥岩。

稠油油藏中进行水平井适应性筛选时还应考虑储层热物性参数等。 3、不同类型油藏水平井油藏地质参数筛选标准

上述条件仅为粗筛选，而不同类型油藏其油藏地质特点和剩余油分布特征不同，不可能用一个统一的标准，因此我们结合已钻水平井的实际情况，针对不同类型油藏开展了进一步的研究工作，制定了胜利油田不同类型油藏水平井的油藏地质参数筛选标准，基本实现了定量化。

（1）厚层底水块状油藏

① 油藏深度1000～3000m

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② 油层厚度(目前含油高度）≥6m ③ 参数hKhKv＜100 ④ 单井剩余可采储量≥7100t ⑤ 油层压力/原始压力≥0.5 （2）、屋脊式断块油藏

① 油藏深度1000～3000m ② 含油高度 ＞3m ③ 参数hKhKv＜100 ④ 单井剩余可采储量≥8200t ⑤ 油层压力/原始压力≥0.5 （3）、薄层油藏

① 油藏深度1000～3000m ② 油层厚度1～3m ③ 参数hKhKv＜100 ④ 单井剩余可采储量≥8200t ⑤ 油层压力/原始压力≥0.5 （4）、整装厚层正韵律油藏

① 油藏深度1000～3000m

② 剩余油富集厚度：存在夹层作用时≥3m，无夹层或夹层高渗≥5m ③ 参数hKhKv＜100 ④ 单井剩余可采储量≥7100t ⑤ 油层压力/原始压力≥0.5 （5）、稠油油藏

① 油藏深度≤1500m ② 油层厚度 3～20m；

③ 原油粘度：小于30000mPa.S较适宜，大于50000mPa.S风险大 ④ 单井剩余可采储量≥8700t （6）、裂缝性油藏

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① 油藏深度1000～4000m ② 油层厚度≥15 m

③ 单井剩余可采储量≥10000t ⑤ 油层压力/原始压力≥0.8 （7）低渗透油藏

① 单层含油砂岩厚度一般要求大于6m；

② 储层流度（K/u）大于0.5×10-3μm2/（mPa.s）； ③ 水平井区储层的渗透率≥30×10-3μm2； ④ 直井具有产能或压裂后可正常生产； ⑤ 单井剩余可采储量≥10000t

2.2.2水平井区精细三维建模技术

精细三维地质建模技术是集水平井区块目标层精细构造描述技术、储层展布、层内夹层、平面物性分析技术、沉积相带描述技术、流体性质分析、已钻井生产状况分析技术等于一体的综合分析建模技术，目的是为下一步数值模拟和油藏工程研究剩余油分布奠定坚实的基础。这是水平井成功与否的基础。

实际工作中，对于不同类型油藏的三维地质模型建立其侧重点有所不同，对于复杂断块油藏，重点是必须搞清构造断裂系统、断层与油气分布的关系（如断层封堵性）等，落实构造高点；对于裂缝性潜山油藏，重点是要搞清裂缝的发育程度和分布特征，包括裂缝发育带、裂缝走向、裂缝倾向、裂缝密度及与断层和区域地应力的关系；对于构造比较简单的高渗透油藏，重点则是搞清储层内部结构和平面、纵向非质性；而对于低渗透油藏，重点需要研究相对高渗带的分布、裂缝的发育和分布情况。只有把握住重点，所建立的三维地质模型才能够有较强的针对性，为研究剩余油分布和水平井优化设计打下良好的基础。 2.2.3剩余油分布定量研究技术

定量描述剩余油分布，是准确设计水平井的关键。我们主要采用了生产动态综合分析方法和数值模拟方法对剩余油分布进行定量研究。尤其是在数值模拟过程中对重点水平井区进行了平面和纵向上的网格细化，这样能够更加准确地描述剩余油。

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2.2.4水平段轨迹设计优化技术

水平井水平段优化设计技术主要解决水平井的水平段在油层中的运行轨迹，即重点解决水平井段在平面上的轨迹、靶点方位、纵向上的位置以及水平段的长度等问题，主要通过数值模拟手段进行多种设想方案的预测，并进行优化。

2.2.5水平井生产参数优化技术

水平井轨迹参数确定后，为取得较好的开采效果和经济效益，必须对生产参数进行优化，主要包括合理生产压差、投产方式和提液时机优化，这些参数是否合理，直接影响到水平井的最终开发效果。通过对水平井不同条件下的产能预测和评价，制定合理的水平井生产参数，为地质设计提供依据。

3不同类型油藏水平井技术现状与应用

胜利油区目前完钻投产555口水平井，其中底水断块油藏132口，屋脊断块油藏123口，稠油油藏115口，其它类型油藏（裂缝性、低渗透、整装、地层不整合、薄层、厚层正韵律等油藏）185口，平均单井累油1.4×104t。

屋脊断块油藏、底水断块油藏、稠油油藏是水平井应用最多的3种类型，共投产水平井370口，占水平井总数的66.8%，其累积产油量612×104t，占总产量的78.4%。

3.1屋脊断块油藏

3.1.1油藏特点

屋脊式断块油藏是由断层遮挡而形成的断块油藏，一般位于油田构造的边部，在胜利油田分布较为广泛，是最适宜水平井开发的油藏类型之一。其特点是：

（1）油层分布呈条带状，含油宽度窄； （2）含油层数多且厚度相对较薄； （3）油藏边水能量比较充足； （4）油水关系复杂；

（5）开发后期剩余油主要受断层控制，剩余油富集于沿断层一线的构造高部位。

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3.1.2主要技术

该类油藏在编制水平井方案时，主要开展以下四项技术的研究： （1）剩余油分布定量研究技术； （2）精细断层描述技术； （3）水平段轨迹参数优化技术； （4）水平段生产参数优化技术。 3.1.3水平井设计要点

针对该类油藏剩余油的分布特点，设计水平井时要占据靠近断层的构造高部位，即占屋脊，打高点。 3.1.4技术难点

主要技术难点是窄屋脊小断块油藏低级序断层准确描述难度大。由于低级序断层控制了剩余油的分布，因此必须描述清楚，而在地震剖面上低级序断层往往显示不清楚，预测描述准确难度大。为了准确描述低序级小断层，配套形成的窄屋脊断块油藏低序级断层描述技术：首先对老三维地震资料进行了高精度的精细处理，大大提高了分辨率，能够进行低序级小断层识别；然后利用相干分析技术确定低序级断层的形态和组合关系，为小断层的解释和构造研究提供指导；最后建立低序级断层空间立体解释技术，主要包括钻井资料与三维地震资料的层位综合标定、断层的立体解释、纵向上不同时代断层一致性的解释以及钻井、地震相互验证综合成图等，为窄屋脊小断块油藏水平井占屋脊、打高点提供可靠保障。窄屋脊断块油藏低序级断层描述技术能够描述落差10m左右、延伸百米的低序级断层。 3.1.5应用效果

已在永12、辛151、 永8等48个区块投产水平井123口，初期平均单井日产油31.1t，累产油338×104t，平均单井累产油2.7×104t。从单井效果看，日产油≥20t的有71口井，占总井数的60%；统计2005年以前投产的100口水平井，累产油量累油大于1×104t的有65口，占了65%，该类油藏是胜利油田水平井应用效果最好的油藏类型

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3.2厚层底水块状油藏

3.2.1油藏特点

厚层底水块状油藏在胜利油田较为广泛，多属于构造油藏，储层厚度大、分布广、连通好，水平井开发具有液量高，生产压差小，可以有效压制水锥的技术优势，是最适宜水平井开发的油藏，其特点是：

（1）边底水活跃，地层能量足，压降小； （2）区块含水高、采出程度较低； （3）老井产量低，直井挖潜效益差。

该类油藏的剩余油分布特点是直井井点高含水主要是由于水锥造成，井间形成“剩余油倒锥体”。 3.2.2主要技术

该类油藏在编制水平井方案时，主要开展以下三项技术的研究： （1）剩余油分布定量研究技术； （2）水平段轨迹参数优化技术； （3）水平段生产参数优化技术。 3.2.3水平井设计要点 （1）油层含油高度要求大于6m

含油高度及液量对初期含水的影响较大。从46口老区调整水平井的实际情况分析，随着水平段到油水界面距离（Zw）的增加，水平井初期含水呈下降趋势，在9m处有一个明显的分界点，大于9m含水基本都低于50%，在5～9m间含水分布较广，较小的液量含水较低，即通过控制液量可以有效抑制底水的锥进，而小于5m的含水都大于80%，初期日产油只有4.8t，达不到经济极限初产要求。由于井身轨迹的要求，水平段在纵向上一般最小距顶1m，因此在该类油藏老区设计水平井时油层含油高度要求大于6m。

（2）定量描述水锥半径大小，准确与否直接影响水平井效果

对于厚层底水块状油藏，剩余油主要在井间相对富集，断块构造的影响相对较小，因此重点要进行历史拟和，研究底水锥进特点，定量描述水锥半径的大小，为水平井轨迹优化奠定良好基础。

临2块馆二段油藏剩余油分布规律研究结果表明，井点水锥半径在60～200

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米，随含油高度的增加及井点累积采油量的减少，水锥半径减小。通过计算在不同含油高度对应的水锥半径下，不同距油层顶深度所对应的锥体半径，证明当两井井距在150米以上时，其间就有较大的剩余油富集区。设计水平井时必须避开老井动态水锥半径，否则难以保证水平井的效果，如临2-平5井为三靶点水平井，由于C靶点控制过低，水平段的尾部部分井段进入临2-24井水锥（距临2-24井60m，C靶点处临2-24井水锥半径为61m），投产后含水77.4%，很快上升到97.5%，对该水平段进行封堵后上返中部油层段200m，含水只有40.4%，效果变好。因此，必须计算出水锥半径的大小，准确与否直接影响水平井的质量，设计时水平段要避开水锥半径影响的区域，此外还应避开边水或注入水舌进影响的区域范围。 3.2.4应用效果

已在临2、桩1、盘40等32个区块投产水平井132口，累产油149×104t，平均单井累产油1.1×104t。该类油藏高含水期为主要采油期，含水≥90%期间累产油量占总累油量的63.9%；高含水期提液效果明显，稳产时间长，统计提液幅度大于80m3/d的33口水平井，都取得了良好的增产效果，平均单井提液幅度2.8倍，增油幅度达2.1倍，平均含水上升了3.0%,平均有效期12.5个月，目前部分井仍然有效。

3.3稠油油藏

3.3.1油藏特点

胜利油田稠油油藏特点是： （1）埋藏较深；

（2）大多具有活跃的边底水； （3）油藏类型复杂多样。

胜利油田稠油油藏埋藏较深，多为深层和特深层稠油，其中埋深900～1600m深层稠油探明储量占84%，埋深大于1600m的特深层稠油储量占14%，而国内其它油田的稠油埋深较浅，辽河稠油埋深一般小于1000m，克拉玛依、河南稠油一般都小于600m。胜利油田稠油油藏另一个特点是大多具有活跃的边底水，目前已开发的以单2块为代表的厚层砂岩稠油油藏、以乐安南区为代表的整装中厚层砂砾岩稠油油藏水油体积比都大于5，孤岛Ng5、Ng6稠油环为代表的中

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薄层砂岩稠油油藏水油体积比都大于1，活跃的边底水降低了热效率，对热采开发非常不利。 3.3.2主要技术

水平井技术开发稠油油藏，除工艺技术水平的影响外，更重要的是油藏地质参数是否适合水平井热采，在编制水平井方案时，主要开展水平井区块适应性筛选评价技术的研究：

（1）原油粘度小于30000mPa.S较适宜；

胜利油田开采的稠油粘度范围为4000～100000mPa.S，乐安油田不同粘度区块水平井第一周期开发指标表明，当原油粘度大于30000mPa.S时，无论是峰值日产油、平均日产油还是周期油量，均有较大幅度的下降，所以水平井吞吐热采的有效粘度范围小于30000mPa.S较适宜，大于50000mPa.S风险大，设计水平井要慎重。 （2）油层厚度≤20m；

数模结果表明，当水平段长度和原油粘度不变时，随着油层厚度在一定范围内增加，由于供油体积增加，储热能力增强，热利用率高，水平井吞吐效果好，但当油层增加到一定厚度（20m）时，再增加厚度对改善吞吐效果的影响变小，油层厚度一般在10～20m时效果较好。 （3）油层埋深≤1500m；

随油层深度的增加，井筒热损失增大，井底蒸气感干度降低，而且套管温度升高超过安全极限也会受到破坏，油藏埋深大是影响胜利稠油热采开发的最主要因素。由于水平井有造斜段和上百米的水平段，考虑到井筒热损失率，油藏深度小于1500m为宜。 3.3.3水平井设计要点 （1）水平段垂向位置

水平井在油藏中的最佳位置也就是油层在纵向上动用程度、注入热能利用率和采收率最高的位置。在水平井段位置的选择上,除了考虑隔夹层、非均质程度及韵律性之外，还应考虑到由于注入蒸汽的超覆作用而使水平段上部加热效果比下部好，稠油的重力泄油作用和向盖、底层的热损失等因素。数值模拟表明，油层厚度在10～20m，水平段在距油层顶2/3处最合适，热损失最小，峰

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值产量及采收率最高；油层厚度在10m以内，为了保证较好的钻遇油层，水平段在油层中、下部处较合适。 （2）水平段长度

稠油热采水平井段长度优化中，热量利用率是一个比较关键的问题。注蒸汽热采水平井存在着直、斜段井筒热损失和水平段吸热而造成的末端加热效果变差的影响。受油藏条件、注汽、采油工艺条件的，对于油层深度、厚度和原油粘度不同的油藏，水平段长度并非越长越好，而是存在一个最佳水平段长度。热采水平井水平段过长时，注入的蒸汽干度、温度和流压损失增加，远端加热效果变差。数模结果表明，在现有注汽条件下，水平井开发效果随长度的增加变好，但300m与200m相比已没有明显优势， 因而热采水平井段最佳长度为200～300m。 （3）水平井井距

随井距的增加，油汽比增加，但由于加热半径的影响，整体采出程度降低，考虑较高的采出程度和合理的油汽比，同时为防止汽窜形成井间干扰，水平井井距在200～250m时较适宜。 3.3.4应用效果

已在乐安、孤岛等油田投产水平井115口，累产油124.6×104t。从水平井与相邻直井效果对比看，水平井吸汽能力强，吸汽指数为直井的1.4～5.1倍，产油能力高，1周期日产油为直井的2.3～5.1倍，表明水平井能够很好地改善稠油油藏吞吐效果，提高单井产油量，从而提高经济效益。

3.4薄层油藏

3.4.1油藏特点

（1）储层厚度薄，一般在 1～3m，储量丰度低；

（2）多数利用直井与其它层合采，动用程度差，剩余油潜力较大； （3）缺少有效的挖潜配套技术。 3.4.2水平井应用技术难点

（1）薄油层储层展布预测难：我国主要以陆相沉积为主，储层顶面起伏变

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化大，横向上储层岩性变化快。

（2）钻井轨迹的控制难度非常大：一是精确入靶难度大，井斜角偏大、偏小都会造成钻头不能进入油层；二是必须保证井眼轨迹在油层最佳位置穿行，这样才能保证水平井的效果。 3.4.3采用技术

（1）薄油层储层预测技术

采用水平切片技术、地震相分析技术、相干分析技术、三维可视化解释技术、测井约束地震反演技术、井间地震技术等多项技术对储层进行精细描述和相互验证，提高薄储层的预测精度，预测的厚度误差可控制在1m左右。

（2）薄油层钻井设计及薄油层高精度轨迹控制技术

常规水平井油层厚，轨道选择范围大，允许造斜率选择范围大，而薄层水平井由于油层薄，轨道选择余地小，入靶造斜率精度要求高。利用《特殊工艺井轨道设计软件》进行分段造斜率优选，优化轨道设计；采用地质导向钻井技术来实现薄油层高精度轨迹控制的目的，该技术以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹，其任务是准确钻入油气目的层，具有测量、传输和导向三大功能，近几年胜利油田在这方面的技术进步较快：

a、专用工具研制

研制了可同时改变安放位置和直径的可变位变径稳定器以及短井下动力马达，缩短了测量距离，提高了预测精度。

b、随钻测量仪器和地层预测技术

胜利油田钻井院在国外引进FEWD随钻自然伽玛测量仪的基础上，研制出了具有自主知识产权的地质导向测量仪器，形成了地质导向双参数LWD仪器设计制造技术，开发了水平井地质导向测量参数随钻解释软件。自行研制的地质导向测量仪器整体指标达到了国际先进水平，并投入了现场应用。MWD生产了65套，产品出口俄罗斯、加拿大等国。

c、轨迹调整技术

构建了地质导向三维可视化系统平台，三维显示井眼轨迹，实时监控，根据地层变化及时调整钻压、井斜角、方位角等钻井参数，实现水平段轨迹的高精度控制。

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3.4.4应用效果

形成的薄油层钻井设计及薄油层高精度轨迹控制技术可将水平段轨迹精度控制在上下误差 <0.5m、左右误差<2.5m的范围内，而常规水平井技术控制精度上下波动达2m，3m以下的薄层难以动用。自行研制的地质导向测量仪器能够有效识别地层、划分油气水层，推广到江苏、江汉、华北、塔里木、大庆、冀东等油田，已完成53口井的现场应用（其中胜利油田25口），油层穿透率达94.43%，穿越的最薄油层为0.8m，使薄油藏等难动用储量得到有效开发。

胜利油田至2005年12月已在厚度≤3m的油层中投产32口的水平井，初期平均单井日产油18.3t，为周围直井的3～5倍，累积产油42.8×104t。最薄的营31－平2井油层厚度只有0.9m，初期日产油12.4t，累产油已达2.2×104t，而常规直井难以动用。

3.5整装厚层正韵律油藏

该类油藏是从整装高含水油藏中细分出的一类油藏，专指整装油田主力开发单元中厚油层发育的多油层组合，其挖潜重点是厚油层层内剩余油的挖潜。 3.5.1剩余油分布特征

（1）纵向水淹差异大，剩余油主要集中在顶部

正韵律油层上部渗透率低，注水开发过程中，注入水受重力影响首先沿底部高渗透带窜流，随时间推移，底部水淹严重，最先出现强水洗段，上部水淹程度较低，剩余油相对富集。

（2）层内夹层控制剩余油分布

层内夹层在正韵律油层中普遍发育，由于夹层对水动力遮挡作用，对剩余油的分布起着重要作用。夹层的存在阻止了注入水因重力作用而沿底部突进的趋势，同时由于夹层分割导致韵律段上部油层注水不见效，水动力弱的区域原油难以动用，剩余油富集。 3.5.2正韵律厚油层水平井技术

正韵律厚油层顶部剩余油富集的特点决定采用常规的直井挖潜，开发效果差、经济效益低。而水平井具有最大限度控制顶部油层范围的优势,我们研究并形成了该类油藏水平井的主要技术，分有夹层与无夹层两种情况：

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（1）存在夹层作用: ①无因次夹层面积>6； ②剩余油富集厚度下限为3m； ③无因次井段在0.23～0.36之间； ④提液时机 含水＝70%后； ⑤生产压差取1～1.5MPa。 （2）无夹层或夹层渗透性高 ①剩余油富集厚度下限为5m； ②无因次井段在0.23-0.36之间； ③提液时机 含水＝85%后； ④生产压差取0.5～1.0MPa。 3.5.3应用效果

2003～2005年，整装油田在孤东、孤岛、埕东油田共实施厚油层水平井整体调整单元5个，设计水平井47口，控制地质储量494万吨，已投产水平井44口，累计增油23.87×104t，预计整体实施后可增加可采储量201×104t。

3.6地层不整合油藏

3.6.1油藏特点

指以地层不整合面作为主要的圈闭遮挡因素，封闭下俯角度不整合地层的油气而形成的油气藏，其特点是：

（1）一般油层较陡； （2）纵向上呈叠瓦状分布； （3）平面上呈条带状分布； （4）每个油层构造高点不叠合； （5）多数与稠油相伴生。

该类油藏利用水平井开发的技术优势是：单井控制储量多，可以钻遇多套砂体高点。 3.6.2主要技术

（1）构造精细描述技术

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（2）储层平面展布预测技术 3.6.3水平井设计要点

（1）准确描述剥蚀面和目的层构造顶面 （2）找准油层在剥蚀面上的露头 3.6.4应用效果

分布在水平和高青两个油田，主要应用于新区勘探和产能建设，在埕110、高10、高424块、高17等区块完钻投产水平井26口，累积产油39.2×104t。利用水平井进行勘探和产能建设，一是最大限度的降低了勘探风险，实现了对目标区油藏的整体解剖，二是钻遇油层多，单井产量高，发挥了水平井少井高效的优势，如高10块直井平均钻遇油层16.5m，日油能力2.2t，而水平井平均钻遇油层261米，平均日油能力14.6t。

3.7 裂缝性油藏

3.7.1油藏特点

该类油藏一般为特殊岩性油藏，如灰岩潜山油藏、火成岩油藏等，其主要的油藏特点是：

（1）储集空间变化大、潜山顶面预测难度大； （2）裂缝发育在平面和纵向上非均质性严重； （3）油藏的产能受裂缝发育程度控制。 3.7.2主要技术

裂缝描述及储层预测技术：关键是要搞清储层裂缝分布规律，包括主裂缝延伸方向、平面上裂缝连通关系、纵向上裂缝集中发育段以及裂缝充填程度等。 3.7.3水平井设计要点

（1）水平井延伸方向应尽量与裂缝方向垂直

水平井延伸方向应尽量与裂缝方向垂直，这样才能保证水平井穿遇更多的裂缝，提高水平井的生产能力。

（2）水平井井身轨迹一般采用具有一定弧度的弓形轨迹。

由于该类油藏储集空间存在严重的非均质性，因此为了增加储层纵向上的控制程度，一般将水平井轨迹设计成具有一定弧度的弓形。

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3.7.4应用效果

在草古1、郑6、滨古24、胜海古2等古潜山油藏和商741、滨348块火成岩油藏等7个区块完钻投产水平井38口，累积产油32.2×104t。

3.8低渗透油藏

应用水平井技术开发低渗透油藏，国外已取得较好的开发效果，而我国应用该技术成功的例子并不多，低渗透油藏水平井技术还未获得实质性突破。 3.8.1油藏特点

国内主要以层状低渗透砂岩油藏为主，大多是在陆相沉积条件下形成，主要特点是：

（1）储层物性差，自然产能低，一般需要采取储层改造措施；

（2）非均质性严重，孔隙度、渗透率和含油饱和度在平面上有较大变化； （3）泥质含量高，一般以水敏性自生粘土为主，遇水易膨胀，易造成储层伤害；

（4）油层水动力作用差，油层压力和产量递减快； （5）油层存在着不同程度的天然裂缝。 3.8.2主要技术

（1）储层精细描述技术

（2）地应力和裂缝分布规律研究技术 （3）储层保护技术 3.8.3水平井设计要点

低渗透砂岩油藏非均质性强，如何保证水平段避开岩性、物性夹层，沿着有效储层段分布，是水平井能否取得成功很关键的问题。重点开展以下三项工作：

（1）加强储层研究，在低渗油藏中寻找相对高渗储层和高渗带，优选设计水平井的有利部位；

低渗透砂岩油藏非均质性强，如何保证水平段避开岩性、物性夹层，沿着有效储层段分布，是水平井能否取得成功很关键的问题，因此要加强储层研究，

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在低渗油藏中寻找相对高渗储层和高渗带，优选设计水平井的有利部位。根据胜利油田已投产水平井情况，开发效果较好的辛154-平2、高81-平1、梁20-平1等水平井区的渗透率都在30×10-3μm2以上，因此水平井位应选在渗透率在30×10-3μm2以上的区域。

（2）精细研究目标区裂缝分布规律和地应力场，优化水平段设计； （3）采用欠平衡钻井, 加强油层保护，减少油层污染。 3.8.4应用效果

胜利油田早期投产的低渗透油藏水平井开发效果较差，多年来处于停滞状态，2005年在营11块开展了低渗透砂岩油藏水平井开发研究工作。

营11块沙三中下浊流沉积砂岩，核部有利沉积部位储层发育较好，油层厚度大，平均28.9m，渗透率高，大于30×10-3μm2，目标区为31.4×10-3μm2，设计并投产了3口水平井，初期日产油14t，为同期加密直井压裂后产能的1.4倍，而生产压差0.6～1MPa，只有直井的20%，具有一定的优势。

目前胜利油田共在营11、辛154等11个区块投产水平井19口，累积产油9.8×104t，累产油大于1×104t的只有2口，总体效果差。

3.9不同类型油藏水平井效果评价

根据不同类型油藏筛选标准中的经济可采储量的条件，确定了不同类型油藏水平井开发效果评价标准，分为三类：

Ⅰ类：效果好，单井累产油量为经济可采储量的2倍；

Ⅱ类：效果较好，单井累产油量为经济可采储量的1～2倍之间； Ⅲ类：效果差，单井累产油量小于经济可采储量。

如屋脊断块油藏水平井经济极限累产油量为0.8×104t，由此确定该类油藏水平井开发效果评价标准：

Ⅰ类：效果好，单井累产油量大于1.6×104t； Ⅱ类：效果较好，单井累产油量0.8-1.6×104t； Ⅲ类：效果差，单井累产油量小于0.8×104t。

在具体评价中，为了消除生产时间长短的影响，分两种情况：一种是已经满足经济极限累产油量的标准；一种是投产时间短，尚未达到经济极限累产油

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量的标准，但投产情况与设计情况比较吻合，预计可取得较好的效果，暂统一归于Ⅱ类。

根据不同类型油藏水平井开发效果评价标准，对555口水平井进行了评价。从不同类型油藏三类水平井所占比例分析，屋脊、薄层、底水油藏应用效果好，整装厚层正韵律、稠油、地层不整合油藏效果中等，裂缝、低渗透等其它三种效果较差。

表 3-9-1 不同类型油藏水平井效果评价汇总表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9

油藏类型 屋脊 薄层 底水 厚层正韵律 稠油 地层不整合 整装 裂缝 低渗透 合计 总井数 （口） 123 32 132 44 115 29 23 38 19 555 Ⅰ 58 10 31 4 30 6 6 6 1 152 井数 Ⅱ 46 15 72 27 49 13 9 9 5 245 Ⅲ 19 7 29 13 36 10 8 23 13 158 井数百分数（%） Ⅰ Ⅱ Ⅲ 47.2 37.4 15.4 31.3 46.9 21.9 23.5 54.5 22.0 9.1 61.4 29.5 26.1 42.6 31.3 20.7 44.8 34.5 26.1 39.1 34.8 15.8 23.7 60.5 5.3 26.3 68.4 27.4 44.1 28.5 差 中 好 效果评价 4水平井应用发展方向

4.1思想，转变观念，拓宽应用领域

（1）在复杂边际油藏钻探水平井，实现水平井高效开发

胜利油田复杂边际油藏如砂砾岩体、滩坝砂等探明储量逐年增多，探索应用特殊结构井进行高效开发的新途径。

（2）特高含水期老区短半径、短水平段水平井挖潜

目前中高渗油田已进入特高含水开发阶段，剩余油高度分散，针对目前密井网、高油价开展短半径、短水平段水平井的推广应用。 （3）特超稠油水平井蒸汽驱+SAGD开发技术

主要解决原油粘度大于10×104mPa.s特超稠油储量有效动用难的问题，目前已完成郑411、坨826块的方案设计工作，进行开发先导试验。

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4.2开展先导试验，加大攻关力度

4.2.1进一步发展大位移井钻井工艺配套技术

大位移井主要用于开发滩海油田及海洋边缘油藏，2003年以来积极探索和发展大位移水平井技术，初步形成了从设计到钻井、完井采油的配套技术。新完钻井1口，垦东405-平1井垂深1186.40m，水平位移2073.5m，水平段长1030m，位垂比达1.75，位垂比及水平段长度均开创国内水平井设计之先河，2004年10月射孔尾部150m投产，初期日油58t。

但由于受到钻井工艺技术水平和主要配套工具设计加工能力的，大位移井技术并没有成为一项可以大规模应用到油田开发的成熟技术。随着旋转导向钻井技术在国内的快速发展，大位移井钻井技术再次发展的时机已经逐渐成熟，在关键工具取得突破的基础上，钻井工艺配套技术将会很快发展起来，从而形成完整的钻机国内配套技术。 4.2.2完善分支井高级别完井技术

分支井是从一个主井眼（同一或不同油气层）完钻两个以上分支井眼，并可实现各个分支井眼单独或混合采油的开发目的。 （1）技术现状

①分支水平井

胜利油田已经形成了一套包括定向侧钻技术、重叠管柱磨套铣回收技术、分支井眼再进入工艺等在内的分支井钻井工艺技术，并自主研发了配套工具。现场在高含水厚层底水油藏桩1块投产成功1口两分支水平井，桩1-支平1井的两个分支均进行了全井固井，射孔后管内防砂完井，在采油技术上主要设计了可选择性开采工艺管柱，利用封隔器及液压换向控制阀实现合采或选择性开采，初步形成分支井的完井技术和配套工具。投产后与周围水平井相比，初期日产油10t，初含水低9个百分点，生产过程中含水上升慢，同等液量水平下，日产油为水平井的2.5倍，在压制底水锥进方面更具优势，且后期提液增油优势明显，液量最高达到水平井的1.8倍。

②鱼骨状裸眼分支水平

2006年后又积极探索鱼骨状裸眼分支水平井技术。鱼骨状裸眼分支水平井主井眼采用眼筛管完井，分支井眼采用裸眼完井，有利于扩大泄油面积。该项

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技术操作简单，已在滩海油田埕北26块设计完钻1口。

埕北26块馆上段1+21砂体分布范围较大，构造平缓，地层倾角约1～2度，油层厚度在8～12m，无边底水。设计了四分支水平井方案，主干水平段长度398m，靶点和主井眼定在油层的中下部，距油层顶6米左右的范围内，四个分支水平段的长度分别为149m，154m，149m，120m，与主干夹角均为20度。2006年10月埕北26B-平1鱼骨状裸眼分支水平完钻，水平段长累计长度919米，其中主井眼长403m；第一分支井眼长151m，最大夹角为13.55°；第二分支井眼136m，最大夹角为17.35°；第三分支井眼145m，最大夹角为27.54°；第四分支井眼84m，最大夹角为23.85°。该井完钻后计算水驱控制含油面积0.48km2，地质储量60×104t，11月3日进行试生产，5mm油嘴，油压5.9MPa，获得日产液104.2t，日产油94.8t，含水9.0%的高产，为该类水平井的应用取得良好的开端。

（2）存在问题

分支水平井完井作业的最大技术难度在于对主干井眼与各支井眼交汇处的处理，使得分支井眼密封、层间分隔、井眼重进、套管（衬管）悬挂、完井措施及完井工具设备等方面都存在着一系列的难题，如胜利油田梁46-支平1井由于分支与主井眼的开窗位置密封问题造成油井出水停井。

目前国内分支井钻井技术都是在低级别完井要求的基础上进行钻井设计、工艺配套和工具研发的，从各油田的应用情况来看，低级别完井的分支井钻井技术很难取得相对广阔的应用空间。因此，高级别完井分支井钻井技术是分支井技术在“十一五”期间的重要发展方向。 4.3.3攻关低渗透油藏径向分支井技术

低渗透薄互层油藏油层多、单层厚度小且油干间互，由于储层物性差，非均质严重，自然产能低。采用大斜度水平井可以使薄油层视厚度大大增加，从而扩大供油体积，提高单井产能，如纯70-平1井钻遇油层视厚度62.5米，油层厚度增加近5倍，初期日产油为22t，稳定产量12t，约为直井的6～7倍，已累产油4784t，具有明显优势。

下一步准备攻关该类油藏的径向分支井技术，其特点是主井眼钻下部油层，若干分支井眼上翘钻穿各层间的泥岩夹层，尽可能穿过多套油层，即设计为“串

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